нефть крекинг парафин смола
Модуль 1. Современные тенденции развития нефтепереработки. Процессы нефтепереработки, направленные на решение проблемы увеличения глубины переработки нефти
Лабораторная работа №1. Исследование физико-химических характеристик нефтей новых месторождений Казахстана.
Плотность
Плотностью называется масса единицы объема вещества (нефти, нефтепродукта). Единицей плотности в системе СИ является кг/м3.
В исследовательской практике определяется относительная плотность. Относительной плотностью называется отношение плотности нефти или нефтепродукта при 20 0С к плотности дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4°С, т.е. отношение массы нефти или нефтепродукта при 20°С к массе такого же объема дистиллированной воды при 4 0С. Относительную плотность обозначают р420. Умножив значение относительной плотности на 1000, можно получить плотность в кг/м3.
Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе:
р4t= р42°-г (t-20)
где р4t - относительная плотность при температуре анализа; р420 - относительная плотность при 20 0С; г - средняя температурная поправка плотности на 1 0С; t - температура, при которой проводится анализ, 0С.
Эта зависимость строго справедлива в интервале температур от 0 до 50°С и для нефтей (нефтепродуктов), не содержащих большого количества твердого парафина и ароматических углеводородов.
Температурную поправку рассчитывают по формуле: г=0,001828-0,00132р420.
Значение поправки г приведены в табл.1.
Плотность рt нефтепродуктов в пределах температуре t = 20-250 0С можно определить по формуле: рt= 1000р420-0,58
В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,56 0С. Относительную плотность при 20 0С в этом случае рассчитывается по формуле:
р420 = р15,5615,565 г
Плотность большинства исследованных нефтей находится в пределах 830-960 кг/м3 . Чем меньше плотность нефти, тем меньше в ней содержится смолисто-асфальтеновых веществ и больше - алифатических соединений.
Плотность нефтей, добытых из нефтеносных пластов различного геологического возраста и соответственно с разных глубин, существенно различаются. В большинстве случаев чем больше геологический возраст и соответственно больше глубина залегания пласта, тем меньше нефть имеет плотность. Так плотность ромашкинской девонской нефти (глубина залегания 1700-1800 м) составляет 862,0 кг/м3 , плотность ромашкинской карбоновой нефти (глубина залегания 1050-1060 м) 890,9 кг/м3, плотность пермского битума Горского месторождения Татарии (глубина залегания 253-286 м) 991,0 кг/м3. Весьма низкой плотностью (720,5 кг/м3) характеризуется Марковская нефть Восточной Сибири (глубина залегания 2569-2061 м).
Таблица 1.1 - Средние температурные поправки у плотности на 1 °С для нефтей и нефтепродуктов.
|
Плотность р420 |
Поправка г |
Плотность р420 |
Поправка г |
|
|
0,6900-0,6999 |
0,000910 |
0,8500-0,8599 |
0,000699 |
|
|
0,7000-0,099 |
0,000897 |
0,8600-0,8699 |
0,000686 |
|
|
0,7100-0,7199 |
0,000884 |
0,8700-0,8799 |
0,000673 |
|
|
0,7200-0,7299 |
0,000870 |
0,8800-0,8899 |
0,000660 |
|
|
0,7300-0,7399 |
0,000857 |
0,8900-0,8999 |
0,000647 |
|
|
0,7400-0,7499 |
0,000844 |
0,9000-0,9099 |
0,000633 |
|
|
0,7500-0,7599 |
0,000831 |
0,9100-0,9199 |
0,000620 |
|
|
0,7600-0,7699 |
0,000818 |
0,9200-0.9299 |
0,000607 |
|
|
0,7700-0,7799 |
0,000805 |
0,9300-0,9399 |
0,000594 |
|
|
0,7800-0,7899 |
0,000792 |
0,9400-0,9499 |
0,000581 |
|
|
0,7900-0,7999 |
0,000778 |
0,9500-0,9599 |
0,000567 |
|
|
0,8000-0,8099 |
0,000765 |
0,9600-0,9699 |
0,000554 |
|
|
0,8100-0,8199 |
0,000752 |
0,9700-0,9799 |
0,000541 |
|
|
0,8200-0,8299 |
0,000738 |
0,9800-0,9899 |
0,000528 |
|
|
0,8300-0,8399 |
0,000725 |
0,9900-1,0000 |
0,000515 |
|
|
0,8400-0,8499 |
0,000712 |
Плотность является важным химмотологическим нормируемым показателем, определяющем эксплуатационные свойства топлив и масел. Топлива для реактивных двигателей должны иметь плотность при 20°С не более 755-840 кг/м3 , для быстроходных дизелей 830-860 кг/м3, для среднеоборотных и малооборотных двигателей 930-970 кг/м3, для газотурбинных установок 935 кг/м3, для котельных установок 955-1015 кг/м3.
Плотность нефтей и дистиллятных фракций можно рассчитать по следующим формулам:
р420 = 2,037nD20- 2,112 (для нефти)
р420 = 1.985nD20- 2,0666 (для фракции)
Зависимость для фракций рекомендуется применять, если они парафино-нафтенового характера и имеют значения nD20 не больше 1,50, а р420 не больше 0,88.
Для фракций, обогащенных ароматическими соединениями, справедлива зависимость:
р420= 1,1885 nD20-0,8775
По этой зависимости отклонения от экспериментальных значений составляет не более 4%.
Для расчета плотности узких нефтяных фракций БашНИИНП предложена формула:
р420= 2,841mB20-3,468
Из приведенных выше зависимостей для расчета плотности наибольшей точностью обладает формула БашНИИНП (отклонения от экспериментальных значений не более 0,5%). Она включена в общесоюзную унифицированную программу исследования нефтей.
Следует иметь ввиду, что расчетные методы определения свойств нефтей и нефтепродуктов менее точны, чем экспериментальные. Это связано с тем, что математические зависимости получают на конкретном статистическом материале (исследуются определенные нефти и нефтепродукты при различном числе экспериментов). Расчетные методы необходимо применять только для ориентировочной оценки показателей свойств нефти (нефтепродукта). Исследование новых нефтей неизвестного химического состава должно основываться на экспериментальных методах.
Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трех стандартных методов: ареометром (нефпикнометром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометром. Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным - пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы.
Определение плотности пикнометром
Приборы, реактивы, материалы.
Пикнометр
Термостат
Хромовая смесь
Вода дистиллированная
Этиловый спирт
Пипетка
Бумага фильтровальная
Стандартной температурой, при которой определяется плотность нефти и нефтепродукта, является 20°С. Для определения плотности применяют стеклянные пикнометры с меткой и капиллярной трубкой различной емкости. Каждый конкретный пикнометр характеризуется так называемым «водным числом», т.е. массой воды в объеме данного пикнометра при 20 0С.
Перед определением водного числа пикнометр промывают последовательно хромовой смесью, дистиллированной водой, этиловым спиртом и сушат. Чистый и сухой пикнометр взвешивают с точностью до 0,0002 г. С помощью пипетки наполняют пикнометр дистиллированной свежекипяченой и охлажденной до комнатной температуры водой (пикнометры с меткой выше метки, а капиллярные - доверху). Затем пикнометр с водой термостатируют при 20±0,1°С в течении 30 мин., удерживая пикнометр в термостате на пробковом поплавке. Когда уровень воды в шейке пикнометра перестанет изменяться, отбирают избыток воды пипеткой или фильтрованной бумагой, вытирают шейку пикнометра внутри и закрывают пробкой. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. В капиллярных пикнометрах избыток воды из капилляра отбирают фильтрованной бумагой. Пикнометр с установленным уровнем воды при 20±0,1°С тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0002 г Водное число m пикнометра вычисляют по формуле:
m=m2-m1
где m2,m1- масса пикнометра соответственно с водой и пустого, г.
Водное число пикнометра проверяют обязательно после 20 определенной плотности нефти (нефтепродукта).
Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50 0С не более 75 мм2/с определяют следующим образом. Сухой и чистый пикнометр наполняют с помощью пипетки анализируемой нефти (нефтепродуктом) при 18-20°С (пикнометр с меткой - немного выше метки, а капиллярный -доверху, стараясь не замазать стенки пикнометра.
Рис. 1 Затем пикнометр с нефтью (нефтепродуктом закрывают пробкой и термостатируют при 20±0,1 0С до тех пор, пока уровень нефти (нефтепродукта) не перестанет изменяться.
Избыток нефти (нефтепродукта отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Уровень нефти (нефтепродукта в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр с установленным уровнем вынимают из термостата, тщательно вытирают и взвешивают с точностью до 0,0002 г.
«Видимую плотность р/ анализируемой нефти (нефтепродукта вычисляют по формуле:
р/=(m3-m1)/m
m3 - масса пикнометра с нефтью (нефтепродуктом)
m1 - масса пустого пикнометра
m - водное число пикнометра, г.
«Видимую» плотность пересчитывают в плотность р420 по формуле:
р420 =(0,99823 - 0,0012) р/ + 0,0012 = 0,99703р/ + 0,0012
где 0,99823 - значение плотности воды при 20°С;
0,0012 - значение плотности воздуха при 20 0С и давлении 0,1 МПа (760 мм рт.ст.).
Таблица 1.2
|
Плотность р420 |
Поправка г |
Плотность р420 |
Поправка г |
|
|
0,6900-0,6999 |
0,0009 |
0,8500-0,8599 |
0,000699 |
|
|
0,7000-0,099 |
0,0009 |
0,8600-0,8699 |
0,000686 |
|
|
0,7100-0,7199 |
0,0009 |
0,8700-0,8799 |
0,000673 |
|
|
0,7200-0,7299 |
0,0010 |
0,8800-0,8899 |
0,000660 |
|
|
0,7300-0,7399 |
0,000857 |
0,8900-0,8999 |
0,000647 |
|
|
0,7400-0,7499 |
0,000844 |
0,9000-0,9099 |
0,000633 |
|
|
0,7500-0,7599 |
0,000831 |
0,9100-0,9199 |
0,000620 |
|
|
0,7600-0,7699 |
0,000818 |
0,9200-0,9299 |
0,000607 |
|
|
0,7700-0,7799 |
0,000805 |
0,9300-0,9399 |
0,000594 |
|
|
0,7800-0,7899 |
0,000792 |
0,9400-0,9499 |
0,000581 |
|
|
0,7900-0,7999 |
0,000778 |
0,9500-0,9599 |
0,000567 |
|
|
0,8000-0,8099 |
0,000765 |
0,9600-0,9699 |
0,000554 |
|
|
0,8100-0,8199 |
0,000752 |
0,9700-0,9799 |
0,000541 |
|
|
0,8200-0,8299 |
0,000738 |
0,9800-0,9899 |
0,000528 |
|
|
0,8300-0,8399 |
0,000725 |
0,9900-1,0000 |
0,000515 |
|
|
0,8400-0,8499 |
0,000712 |
Вычисление по этой формуле поправки к «видимой» плотности приведены в табл.2. Для получения плотности р420 анализируемой нефти (нефтепродукта) поправку вычитают из значения «видимой» плотности. Расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,0004.
Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50 0С более 75 мм2 /с и нефтепродуктов твердых при комнатной температуре определяют в пикнометре с меткой. Сухой и чистый пикнометр наполняют примерно наполовину нефтью (нефтепродуктом) так, чтобы не замазать его стенки.
При наполнении пикнометра очень вязким нефтепродуктом последний предварительно нагревают до 50-60 0С. После заполнения пикнометра примерно наполовину его нагревают в термостате до 80-100 0С (в зависимости от вязкости нефтепродукта) в течении 20-30 мин. для удаления пузырьков воздуха и затем охлаждают до 20 0С.
Если нефтепродукт при комнатной температуре находится в твердом состоянии (например, остаточный или окисленный битум), пикнометр заполняют примерно до половины мелкими кусочками нефтепродукта и затем термостатируют при температуре на 10 0С выше его температуры плавления, но не ниже 100 0С, для удаления воздуха и полного расплавления. Затем пикнометр охлаждают до 20 0С, вытирают и взвешивают с точностью до 0,0002 г.
После этого пикнометр с нефтепродуктом заполняют дистиллированной водой и термостатируют при 20±0,1°С до тех пор, пока уровень воды не перестанет изменяться. Избыток воды отбирают пипеткой или фильтрованной бумагой и вытирают шейку пикнометра внутри. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр вынимают из термостата, тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0002 г.
«Видимую» плотность анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:
р/ = ( m3 - m1)/[m - (m4 - m3)]
где m4 - масса пикнометра с нефтепродуктом и водой,
m3- масса пикнометра с нефтепродуктом
m1 - масса пустого пикнометра
m - водное число пикнометра.
Полученное значение «видимой» плотности пересчитывают в плотность р420. Расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,0008.
Следует иметь в виду, что результаты определения плотности искажаются при наличии в исходной пробе нефти (нефтепродукта) воды и механических примесей.
Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром.)
Приборы, реактивы: